Большая часть нефтяных месторождений отрасли вступили в позднюю стадию разработки, доля трудноизвлекаемых запасов месторождений неуклонно растет. Прогрессирующее обводнение скважин и пластов, выбытие скважин из действующего фонда по причине предельной обводненности и физического износа, снижение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий, уменьшение добычи нефти – вот видимые сложности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Традиционные методы не позволяют извлечь остаточные запасы нефти месторождений и актуальными являются методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и интенсификации добычи нефти (МИДН). Использование МУН при разработке с заводнением предполагает решение следующих задач:
Во-первых, повышение гидродинамической составляющей метода заводнения в результате цикличности процесса закачки, изменения направления фильтрационных потоков, организации новых очагов заводнения, оптимизации плотности сетки скважин, форсированного отбора и др. Это задача гидродинамических МУН.
Во-вторых, снижение различия физико-химических свойств пластовой нефти и вытесняющей воды за счет добавок в последнюю ПАВ, полимеров-загустителей, щелочей и других химических реагентов, позволяющих снизить межфазное натяжение на границе нефть - вода, повысить вязкость воды, улучшить ее отмывающие свойства; это задача физико-химических МУН.
В-третьих, определенная роль отведена тепловым, газовым и микробиологическим МУН. В отрасли известна следующая классификация МУН и МИДН:
Тепловые методы:
-
паротепловое воздействие на пласт;
-
внутрипластовое горение;
-
вытеснение нефти горячей водой;
-
пароциклические обработки скважин.
Газовые методы:
-
закачка воздуха в пласт;
-
воздействие на пласт углеводородным газом;
-
воздействие на пласт двуокисью углерода;
-
воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
Химические методы:
-
вытеснение нефти водными растворами ПАВ;
-
вытеснение нефти растворами полимеров;
-
вытеснение нефти щелочными растворами;
-
вытеснение нефти кислотами;
-
вытеснение нефти композициями химических реагентов;
-
микробиологическое воздействие.
Гидродинамические методы:
-
Бурение БС, ГС;
-
вовлечение в разработку недренируемых запасов;
-
барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
-
нестационарное циклическое заводнение;
-
форсированный отбор жидкости;
-
ступенчато-термальное заводнение.
Группа комбинированных методов:
-
сочетаются гидродинамический и тепловой методы;
-
гидродинамический и физико-химический методы;
-
тепловой и физико-химический методы;
-
другие аналогичные методы.
Физические методы увеличения дебита скважин:
-
гидроразрыв пласта;
-
электромагнитное воздействие;
-
волновое воздействие;
-
другие аналогичные методы.
В настоящее время насчитывается более сотни различных модификаций соответствующих технологий. Существующее многообразие классификаций и терминов, связанных с методами увеличения нефтеотдачи, в каждом случае требует четких разъяснений. Это касается методов воздействия на призабойную зону скважин, которые во многих случаях необоснованно включаются в отчетность по МУН. Тоже самое относится к технологии гидроразрыва пластов, направленной на интенсификацию добычи нефти и несущественно влияет на конечный КИН.
По данным, представленным на рис.1, можно сравнить объемы добываемой нефти в результате применения тепловых, химических и газовых методов в России и за рубежом (1970-1993 гг.).
Рисунок 1 - Добыча нефти от применения методов увеличения нефтеотдачи (1970 – 1993 гг.).
За рубежом общеприняты два термина, объединяющих методы воздействия на нефтяной объект с целью улучшения нефтедобычи: EOR (Enhanced Oil Recovery) и IOR (Improved Oil Recovery). К первому в основном относятся методы, которые основаны на применении вытесняющих агентов, отличных от воды (тепловые, газовые, химические и микробиологические методы); второй термин включает скважинные технологии и другие методы воздействия, приводящие к интенсификации нефтедобычи и косвенно к увеличению нефтеотдачи.
Для лучшего понимания отличий зарубежных подходов к пониманию МУН от превалирующих в настоящее время в России, стоит обратить внимание на действующие в разных странах мира. Химическое воздействие осуществляется на месторождениях Франции; закачка газа – на объектах месторождений Турции; в Китае, Индии, Индонезии – термическое и химическое воздействие; в Ливии, Мексике, Техасе, Калифорнии – закачка газа; в Венесуэле - закачка газа, термическое и химическое воздействие; в Колумбии – термическое воздействие и т.д.
Рисунок 2 – Перечень действующих проектов по странам мира.
Рисунок 3 – Охват проектами химического воздействия по месторождениям стран мира.
Нельзя не признавать существенной разницы по состоянию реализации МУН в нашей стране и за рубежом. В США и других капиталистических странах практически не внедряются физико-химические МУН, хотя число опытных участков для их испытания заслуживает внимания. Рентабельность указанных МУН низкая в связи с высокой стоимостью химических реагентов и невысокой технологической эффективностью всех известных их модификаций. В США ни один проект полимерно-химического воздействия (в том числе с применением биополимеров) не признали экономически состоятельным по сравнению с про ектами теплового (термического) и газового (включая воздействие СО2) воздействий.
Если проанализировать текущее состояние работ по применению методов в России можно сделать несколько выводов:
-
Работы по применению тепловых методов не проводятся.
-
Проекты по закачке углеводородного газа осуществляются в вариантах единичных опытных работ.
-
Проекты по закачке двуокиси углерода не проводятся.
-
Из химических методов технологии ПНП с применением полимеров были известны в течение многих десятилетий, в настоящее время полимерное заводнение не используется в связи с низкими значениями технологической эффективности.
-
Направленность применения растворов ПАВ в технологиях ПНП, в основном, это обработки призабойной зоны скважин.
В России накоплен большой экспериментальный и промысловый материал, полученный при изучении критериев и геолого-физических условий применения, испытании и совершенствовании технологий физико-химических МУН. Одним из важных доводов полезности научного обобщения является объективный научный анализ, как теоретического материала, так и практических данных, полученных в результате промысловых испытаний.
При наличии значительного количества как известных, так и модификаций уже промышленно апробированных в отрасли методов весьма затруднительно принимать окончательные эффективные решения в области ПНП. Основой для решения указанных задач должен служить комплексный инжиниринг, включающий научно обоснованную методологию выбора скважин-кандидатов, очагов воздействия технологий с уточнением критериев эффективного применения метода, с использованием результатов лабораторного обоснования применения технологии к конкретным геолого-промысловым условиям объекта воздействия, результатов моделирования показателей разработки участков воздействия и технологических процессов, с учетом опыта применения технологии на месторождениях-аналогах, а также необходим расчет экономической рентабельности метода.
Такая методология является основой при выполнении специалистами ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» работ в области применения МУН и МИДН на месторождениях отрасли. «ХимСервисИнжиниринг» входит в число звеньев в нефтяной отрасли, активно занимающейся проблемами создания, испытания и применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти от стадии лабораторной адаптации к условиям разработки месторождений, проведения опытно-промысловых испытаний и промышленного внедрения методов. Компания плодотворно сотрудничает с институтами РАН и основными факультетами Башкирского Государственного Университета с привлечением к работе передовых ученых в области полимерной и коллоидной химии. Проведенные исследования позволили разработать ряд эффективных технологических и химических решений, а также оптимизировать известные в отрасли методы. При выполнении технологических мероприятий на скважинах осуществляется полный цикл работ, связанный с анализом разработки месторождений, скважин-кандидатов, составлением программы работ, проведением технологических операций на скважинах и мониторингом технологической эффективности. В компании имеется своя собственная производственная база по наработке химических реагентов с целью их дальнейшего внедрения в нефтегазовой отрасли. Основными направлениями деятельности предприятия являются гелеобразующие составы и технологии для ограничения водопритоков на добывающих объектах, перераспределения потоков нагнетаемой воды в системе ППД, модифицированные кислотные составы для ОПЗ карбонатных и терригенных коллекторов, реагенты для предупреждения и удаления АСПО, солеотложений и гидратов, депрессорные присадки для снижения температуры застывания высоковязких нефтей, нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефти и воде, ингибиторы коррозии, что охватывает практически весь спектр процессов химизации добычи нефти и газа.
Внедрение разработанных реагентов и технологий «ХимСервисИнжиниринг» осуществляет в основных ведущих нефтегазодобывающих компаниях отрасли. Указанная методология подбора скважин была успешно использована при проведении технологии выравнивания профиля приемистости (РВ-3П-1) на месторождениях Западной Сибири. Основу технологии составляет гомогенный водный раствор РВ-3П-1, содержащий гелеобразующую систему. Был выполнен анализ выработки запасов по очагам воздействия, построены геологические разрезы, определена степень влияния системы ППД на показатели эксплуатации добывающих скважин в очагах воздействия (карты изменения обводненности, расчет взаимовлияния скважин, трассерные исследования). По полученным выводам и, основываясь на критериях эффективного применения технологии, были разработаны рекомендации к применению РВ-3П-1. Данный подход представляется правильным. В результате проведения технологии РВ-3П-1 на 9 очаговых нагнетательных скважинах получено 21418 т дополнительной добычи нефти. В текущем году масштабно осуществляются и планируются объемы по закачке РВ-3П-1 на месторождениях «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», филиала «Муравленковскнефть» «Газпромнефть-ННГ», «Славнефть-Мегионнефтегаз».
«ХимСервисИнжиниринг» является единственным в России дилером полимерного материала Poweltec ( компания Poweltec, дочернее предприятие Французского Института Нефти и Газа Institut Francais du Petrole), используемого в технологиях ограничения водопритоков добывающих скважин. Технология успешно зарекомендована в проектах в Канаде, Франции, Китае, Африке, России (табл.1). В течение 2012 г. запланированы опытно-промысловые работы на объектах ТПП «Когалымнефтегаз», «АНК «Башнефть».
Таблица 1 - Результаты применения технологии (по данным компании Poweltec)
Полимерная композиция состоит из нескольких типов полимеров различного диаметра и плотности гранул: линейный полимер, сшиватель и микрогель (рис.4). Линейный полимер позволяет максимально изолировать воду в продуктивных пластах, благодаря образованию геля. Микрогель - уникальное изобретение компании “Poweltec”, являясь мощным фазовым модификатором, оседает на стенках породы тонким слоем (2-3 мкм) и уменьшает подвижность воды в 10-100 раз без значительного изменения фазовой проницаемости по нефти. Микрогели обладают значительной устойчивостью, высоким напряжением сдвига (40,000 с-1). Отмечается стабильность реагента в пластовых условиях при высоком солесодержании, в присутствии H2S, и т.д. Микрогели способны проникать в зоны пласта с очень низкой проницаемостью.
«ХимСервисИнжиниринг» предлагает уникальную технологию повышения нефтеотдачи пластов «Дельта Грин Пласт» (ДГП). «ДГП-100» – комплексный реагент, включающий композицию различных ПАВ в сочетании со спиртами, позволяет добиться количественного отмыва нефти с поверхности, гидрофобизации коллектора. Как следствие, ускоряется фильтрация жидкости в продуктивном пласте, возрастает фазовая проницаемость по нефти. Реагент способствует образованию дополнительной капиллярной сетки нефтеносного пласта и увеличению размера капилляров (химическая перфорация) призабойной зоны пласта, предотвращает набухание глин, обеспечивает ингибирование осадкообразования за счет формируемых нанодисперсных сверхстабильных суспензий, минимальную фильтрацию (до 3-6 см3 30 мин), снижение содержание воды в добываемой жидкости. ДГР-100 эффективен при вторичном вскрытии пласта (обеспечивает повышение продуктивности малодебитных скважин в 1,9 – 3,5 раза), рекомендуется при реанимации законсервированных скважин.
ОПР по успешному применению ДГП-100 на нагнетательных и добывающих скважинах проводились в «Татнефть» (2007-2009гг.), «Татнефтепром» (2005-2006гг.), «Самаранефтегаз» (2010-2011 гг.), «Оренбургнефть» ( 2007-2009 гг.). В 2012 г. планируется проведение опытно-промысловых испытаний технологии на скважинах месторождений Западной Сибири (ТПП «Когалымнефтегаз»), по результатам которых будет принято решение по промышленному внедрению метода.
Рассматриваемые технологии до стадии опытно-промысловых испытаний или промышленного внедрения подвергались процедуре применения новых аспектов в практике применения МУН. Комплексный инжиниринговый подход, включающий всю цепочку информационной и модельной обеспеченности на основе геолого-промысловой базы, требует дальнейшего развития и направлен на получение оперативных рекомендаций при мониторинге разработки месторождений.
Подводя итоги следует отметить, что в современных условиях разработки месторождений отрасли актуальным является промышленное внедрение высокоэффективных МУН и МИДН. Приоритет получили МУН осадкогелеобразующего действия. Технологии на основе применения реагентов РВ-3П-1, Poweltec апробированы (или запланированы к ОПР) в промысловых условиях с высокими показателями эффективности, рекомендованы для промышленного внедрения в значительных объемах. Комплексный инжиниринговый анализ геолого-промысловой информации, включающий модельные результаты, выполнение оценки привлекательности сценариев проведения конкретных методов воздействия в определенных условиях разработки месторождений, используется специалистами ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» в работах по направлению ПНП. Одним из способов стимулирования инновационной деятельности в области ПНП является возможность получения разрешения малому и среднему бизнесу на законодательном уровне использовать часть доходов для финансирования НИОКР.
